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1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司　2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

渤海油田多輪次凝膠調(diào)驅(qū)參數(shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)研究
——以LD5-2油田A22井為例①

張?jiān)茖?薛寶慶1盧祥國(guó)2

1.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

摘要LD5-2油田經(jīng)過(guò)多年開(kāi)發(fā)，地層非均質(zhì)性逐漸增強(qiáng)，亟待采取強(qiáng)化液流轉(zhuǎn)向措施來(lái)擴(kuò)大波及體積，改善水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。為了適應(yīng)油田開(kāi)發(fā)需要，以油藏工程和物理化學(xué)理論為指導(dǎo)，以儀器檢測(cè)和物理模擬方法為技術(shù)手段，以LD5-2油藏地質(zhì)和流體性質(zhì)為實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，開(kāi)展了多輪次調(diào)驅(qū)效果實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，在三種水配制Cr3+聚合物凝膠中，除垢水凝膠黏度較大，液流轉(zhuǎn)向能力較強(qiáng)，調(diào)驅(qū)增油效果較好；隨聚合物濃度增加，Cr3+聚合物凝膠黏度增大，液流轉(zhuǎn)向能力增強(qiáng)，采收率增幅增加；在Cr3+聚合物凝膠段塞尺寸相同條件下，采用多個(gè)凝膠小段塞與水交替注入方式可以減少驅(qū)油劑用量，獲得了較好的驅(qū)油效果。

關(guān)鍵詞LD5-2油田多輪次調(diào)驅(qū)Cr3+凝膠調(diào)驅(qū)效果物理模擬機(jī)理分析

多輪次調(diào)驅(qū)技術(shù)和凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)能起到較好的液流轉(zhuǎn)向作用而逐漸被關(guān)注，成為重要的調(diào)剖堵水技術(shù)手段，勝坨油田和中原油田等油田在長(zhǎng)期的注水開(kāi)發(fā)后，都應(yīng)用此技術(shù)獲得了較好的驅(qū)油效果[1-7]。石油工作者們也對(duì)多輪次調(diào)剖技術(shù)進(jìn)行了進(jìn)一步的研究，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，得到了大量的結(jié)論，并從中發(fā)現(xiàn)了一些問(wèn)題和規(guī)律[8-13]，如多輪次調(diào)剖影響面部分重疊、調(diào)剖效果隨徑向距離增加而減弱、封堵時(shí)機(jī)引起調(diào)剖效果逐次遞減、注入工藝引起調(diào)剖效果逐次遞減和堵劑部分失效引起調(diào)剖效果逐次遞減等問(wèn)題。

LD5-2油田的主力儲(chǔ)層為東二上段，高孔高滲，黏土礦物絕對(duì)含量低，原油黏度大[14]。由于油水流度比較大，該部分井區(qū)長(zhǎng)時(shí)間開(kāi)發(fā)，油藏非均質(zhì)性逐漸增強(qiáng)，水竄程度大，油井含水率上升速度較快，造成該區(qū)塊部分儲(chǔ)層剩余油難以被采出。邊部稠油區(qū)產(chǎn)量較低、油藏巖石結(jié)構(gòu)較為疏松，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)時(shí)間的沖刷，造成巖石顆粒運(yùn)移，降低了部分油井近井地帶滲透率，砂堵較為嚴(yán)重，進(jìn)而導(dǎo)致產(chǎn)量迅速下降等問(wèn)題。為了能進(jìn)一步提高渤海油田原油采收率，通過(guò)物理模擬和理論分析，開(kāi)展了多輪次凝膠調(diào)驅(qū)效果實(shí)驗(yàn)研究，并對(duì)其驅(qū)油機(jī)理進(jìn)行了分析。

1實(shí)驗(yàn)條件

1.1藥 劑

聚合物：部分水解聚丙烯酰胺(大慶煉化公司生產(chǎn))，相對(duì)分子質(zhì)量為1 900×104，固含量為88%。

交聯(lián)劑：有機(jī)鉻(中海石油天津分公司提供)，有效含量為2.7%(w)。

水：LD5-2油田注入水，離子組成如表1所示。

表1 水質(zhì)分析Table1 Analysisofwaterquality水型ρ/(mg·L-1)K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO2-4CO2-3HCO-3總礦化度/(mg·L-1)水源水2169.8816.694.24848.8156.10.0173.98259.5模擬水2435.5556.1120.34454.156.217.1133.27888.5

實(shí)驗(yàn)用油：模擬油(由LD5-2油田脫氣原油與煤油混合而成)，50 ℃時(shí)黏度為300 mPa·s。

1.2巖 心

巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)二維縱向非均質(zhì)巖心[15]，按照目標(biāo)油藏地質(zhì)特征，巖心設(shè)計(jì)包括高中低3個(gè)滲透層，滲透率分別為9 000×10-3μm2、5 000×10-3μm2和1 000×10-3μm2，厚度均為1.5 cm，平均氣測(cè)滲透率為5 000×10-3μm2。外觀幾何尺寸為：高×寬×長(zhǎng)=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.3儀器設(shè)備

黏度采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測(cè)試，轉(zhuǎn)速為6 s-1，黏度在0～100 mPa·s時(shí)，采用“0”號(hào)轉(zhuǎn)子測(cè)量。

驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)所需儀器設(shè)備：壓力傳感器、巖心夾持器和中間容器等置于恒溫箱內(nèi)；平流泵和手搖泵置于恒溫箱外。實(shí)驗(yàn)溫度50 ℃。實(shí)驗(yàn)設(shè)備及流程如圖1所示。

實(shí)驗(yàn)步驟：①在室溫下，將巖心抽真空飽和水，計(jì)算巖心孔隙體積；②在50 ℃下，將模擬油注入巖心中，進(jìn)行飽和油，獲得含油飽和度；③在50 ℃下，進(jìn)行水驅(qū)，直到預(yù)定PV數(shù)，并計(jì)算水驅(qū)采收率；④在50 ℃下，注入預(yù)定PV數(shù)的調(diào)剖劑或調(diào)驅(qū)劑，后續(xù)水驅(qū)到含水率96%，計(jì)算采收率。

注入速度為0.3 mL/min，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)每間隔30 min記錄一次。

1.4方案設(shè)計(jì)

1.4.1巖心前期實(shí)驗(yàn)

(1) 水驅(qū)：0.1 PV。

(2) 第一輪：0.04 PV凝膠(ρp=3 500 mg/L，m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1，注入水)。

(3) 水驅(qū)：0.1 PV。

(4) 第二輪：0.035 PV凝膠(ρp=3 870 mg/L，m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1，注入水)。

(5) 水驅(qū)：0.1 PV。

第三輪調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)用巖心都必須經(jīng)歷以上實(shí)驗(yàn)步驟。

1.4.2第三輪調(diào)驅(qū)設(shè)計(jì)

方案1：0.04 PV Cr3+聚合物凝膠(ρp=4 000 mg/L，m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1)+后續(xù)水驅(qū)96%。其中，水型分別為注入水、除垢注入水和含垢注入水。

方案2：0.04 PV Cr3+聚合物凝膠(m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1，含垢注入水)+后續(xù)水驅(qū)96%。聚合物質(zhì)量濃度分別為3 500 mg/L、3 000 mg/L和2 500 mg/L。

方案3：0.02 PV Cr3+聚合物凝膠(ρp=4 000 mg/L，m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1，含垢注入水)+0.02 PV注入水+0.02 PV凝膠+后續(xù)水驅(qū)96%。

方案4：0.01 PV Cr3+聚合物凝膠(ρp=4 000 mg/L，m(聚)∶m(Cr3+)=180∶1，水型分別為含垢注入水、除垢注入水和注入水)+0.01 PV注入水+0.01 PV凝膠+0.01 PV注入水+0.01 PV凝膠+0.01 PV注入水+0.01 PV凝膠+后續(xù)水驅(qū)96%。其中，水型分別為注入水、除垢注入水和含垢注入水。

2結(jié)果分析

2.1水型的影響

3種水型配制的Cr3+聚合物凝膠調(diào)驅(qū)采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。從表2可看出，配制調(diào)驅(qū)劑所需的水型對(duì)凝膠驅(qū)油效果存在影響。在以上3種實(shí)驗(yàn)方案中，采收率增幅從大到小依次為“方案1-2”、“方案1-3”、“方案1-1”。由此可見(jiàn)，除垢水配制凝膠的調(diào)驅(qū)效果較好。這是因?yàn)?，?種溶劑水中，除垢水中的礦化度較小，導(dǎo)致聚合物分子線團(tuán)較大，驅(qū)油劑黏度較大，采收率增幅較大，但從凝膠黏度上看，含垢水與除垢水相差較大，但采收率增幅相差不大，說(shuō)明含垢水中的懸浮垢也起到了一定的調(diào)剖作用。

表2 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table2 Experimentaldataofrecovery方案編號(hào)第三輪調(diào)驅(qū)劑/(0.04PV)工作黏度/(mPa·s)含油飽和度/%采收率/%前期最終增幅1-1注入水配制凝膠60.980.627.634.36.71-2除垢水配制凝膠503.479.728.139.311.21-3含垢水配制凝膠223.079.428.038.410.4

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中,注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖2。

從圖2可以看出，在3種Cr3+聚合物凝膠注入階段，都呈現(xiàn)注入壓力上升、含水下降和采收率增加態(tài)勢(shì)。其中，除垢水配制聚合物凝膠注入壓力升幅較大，擴(kuò)大波及體積效果較好，含水降幅和采收率增幅較大。

2.2聚合物濃度的影響

聚合物濃度對(duì)第三輪次Cr3+聚合物凝膠調(diào)驅(qū)效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

從表3可看出，聚合物質(zhì)量濃度增加，Cr3+聚合物凝膠黏度增大，液流轉(zhuǎn)向能力增強(qiáng)，采收率增幅增加。

表3 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table3 Experimentaldataofrecovery方案編號(hào)ρ(聚合物)/(mg·L-1)工作黏度/(mPa·s)含油飽和度/%采收率/%前期最終增幅1-34000223.079.428.038.410.42-13500140.679.427.735.98.22-2300077.880.027.834.87.02-3250053.679.327.933.85.8

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖3。

從圖3可看出，隨聚合物濃度增加，注入壓力提高幅度增加，巖心(儲(chǔ)層)中低滲透層吸液壓差增加，吸液量增大，含水率下降幅度增加，采收率增幅增加。參照前兩輪Cr3+聚合物調(diào)驅(qū)聚合物濃度使用狀況，建議本輪次采用平均質(zhì)量濃度為4 000 mg/L。

2.3凝膠與水交替注入次數(shù)的影響

Cr3+聚合物凝膠與水交替注入次數(shù)對(duì)第三輪次調(diào)驅(qū)增油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。從表4可看出，隨交替注入次數(shù)增加，采收率增幅增加?？紤]到現(xiàn)場(chǎng)設(shè)備搬遷和切換不同調(diào)驅(qū)劑注入工藝的可操作性，建議本次交替注入次數(shù)為4次。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖4。

表4 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table4 Experimentaldataofrecovery方案編號(hào)凝膠與水交替注入次數(shù)/次工作黏度/(mPa·s)含油飽和度/%采收率/%前期最終增幅1-31223.079.428.038.410.43-12220.278.328.139.611.64-14224.778.128.241.313.1

從圖4可看出，隨Cr3+聚合物凝膠與水交替注入次數(shù)增加，注入壓力升幅增加，巖心(儲(chǔ)層)中低滲透層吸液壓差增加，吸液量增大，波及體積擴(kuò)大，含水率降幅和采收率增幅都呈現(xiàn)增大態(tài)勢(shì)。與整體段塞單輪次調(diào)驅(qū)相比，采取凝膠與水交替注入方式時(shí)，凝膠段塞優(yōu)先進(jìn)入高滲層，增加其滲流阻力，促使后續(xù)水段塞轉(zhuǎn)向進(jìn)入中低滲透層，這不僅不會(huì)增加中低滲透層滲流阻力(聚合物溶液或凝膠會(huì)增加滲流阻力)，反而因其油相飽和度降低而增加了水相滲透率，即降低了滲流阻力。為了避免水段塞在高滲透層發(fā)生突破，再注一個(gè)凝膠段塞，如此交替，這既發(fā)揮了凝膠對(duì)高滲透層的封堵作用，又加強(qiáng)了水對(duì)中低滲透層的波及作用。

2.4水型對(duì)第三輪次凝膠和水交替注入調(diào)驅(qū)效果的影響

水型對(duì)第三輪次Cr3+聚合物凝膠和水交替注入調(diào)驅(qū)效果的影響實(shí)驗(yàn)見(jiàn)表5。從表5可看出，在3種水質(zhì)配制Cr3+聚合物凝膠中，除垢水配制聚合物凝膠(方案4-2)黏度較大，液流轉(zhuǎn)向能力較強(qiáng)，擴(kuò)大波及體積效果較好，采收率增幅較大，其次為含垢水聚合物凝膠(方案4-1)，最后為注入水聚合物凝膠(方案4-3)。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖5。從圖5可看出，與注入水和含垢水聚合物凝膠相比，除垢水聚合物凝膠注入壓力增幅、含水率降幅和采收率增幅都較大，調(diào)驅(qū)增油效果較好。

表5 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table5 Experimentaldataofrecovery方案編號(hào)調(diào)驅(qū)劑類型/(第三輪)工作黏度/(mPa·s)含油飽和度/%采收率/%前期最終增幅4-1含垢水配制凝膠224.778.128.241.313.14-2除垢水配制凝膠501.478.727.841.814.04-3注入水配制凝膠61.877.628.437.69.2

3調(diào)驅(qū)劑與水交替注入改善調(diào)驅(qū)效果機(jī)理分析

調(diào)驅(qū)劑與水交替注入改善調(diào)驅(qū)效果機(jī)理分析采用的地質(zhì)模型見(jiàn)圖6，模型包括高、中、低3個(gè)滲透層。

在水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于高滲透層的流動(dòng)阻力最小，注入水會(huì)優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，在注入水的不斷注入下，高滲透層的水相滲透率逐漸增大，流動(dòng)阻力減小，注入壓力(p)減小。隨著注入壓力減小，中、低滲透層吸液壓差(Δp3=p-p3，Δp2=p-p2)減小，吸液量減小，中、低滲透層動(dòng)用程度變差。當(dāng)調(diào)驅(qū)劑(凝膠)采用大段塞注入時(shí)，調(diào)驅(qū)劑會(huì)首先進(jìn)入高滲透層并發(fā)生滯留，導(dǎo)致孔隙過(guò)流斷面減小，流動(dòng)阻力增大，吸液量減少。在保持注入速度不變情況下(現(xiàn)場(chǎng)注入量保持恒定)，注入壓力就會(huì)升高，這導(dǎo)致中低滲透層吸液壓差(Δp3=p-p3，Δp2=p-p2)增加，吸液量增大，中低滲透層動(dòng)用程度提高。隨著調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入中低滲透層，它同樣也會(huì)引起滲流阻力增加，而且增幅遠(yuǎn)大于高滲透層。對(duì)于油田注入井，因受巖石破裂壓力和設(shè)備耐壓能力的限制，注入壓力不能無(wú)限制地升高，即最高只能達(dá)到一定值，如大慶油田一般為14 MPa，渤海油田大約為12 MPa。因此，隨著中低滲透層吸入調(diào)驅(qū)劑量增加，吸液壓差(Δp3=p-p3，Δp2=p-p2)會(huì)逐漸減小，高滲透層會(huì)逐漸增加，這就是聚合物驅(qū)過(guò)程中遇到的“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象的原因所在。為了減輕調(diào)驅(qū)過(guò)程中的“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，就必須減小中低滲透層調(diào)驅(qū)劑吸入量，調(diào)驅(qū)劑與水交替注入就可以在一定程度上滿足這一要求。

交替注入條件下，前面凝膠段塞優(yōu)選進(jìn)入高滲層，增加其滲流阻力，促使后續(xù)水段塞轉(zhuǎn)向進(jìn)入中低滲透層，造成井壁及其附近區(qū)域含油飽和度降低，水相滲透率增加，滲流阻力減小?？紤]到注水過(guò)程中存在一部分水進(jìn)入高滲透層情形，為了避免水段塞在高滲透層發(fā)生突破，再注一個(gè)凝膠段塞，如此交替，這既發(fā)揮了凝膠對(duì)高滲透層的封堵作用和水對(duì)中低滲透層的波及作用，又節(jié)省了調(diào)驅(qū)劑用量，提高了技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。

4結(jié) 論

(1) 3種水配制Cr3+聚合物凝膠中，除垢水凝膠黏度較大，液流轉(zhuǎn)向能力較強(qiáng)，多輪次調(diào)驅(qū)增油效果較好。

(2) 在多輪次調(diào)驅(qū)過(guò)程中，隨聚合物濃度增加，Cr3+聚合物凝膠黏度增大，液流轉(zhuǎn)向能力增強(qiáng)，采收率增幅增加。

(3) 在Cr3+聚合物凝膠段塞尺寸相同條件下，與整體段塞注入方式相比較，采用多個(gè)凝膠小段塞與水交替注入方式，可以減少驅(qū)油劑用量，獲得較好的調(diào)驅(qū)效果。

(4) 采用物理模擬方法和采收率評(píng)價(jià)指標(biāo)，優(yōu)化Cr3+聚合物凝膠注入?yún)?shù)優(yōu)化，即采用平均質(zhì)量濃度為4 000 mg/L，交替注入次數(shù)為4次。

參 考 文 獻(xiàn)

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Experimental study of parameters optimization of rotational profile control operations in Bohai Oilfield:An example of A22 Well in LD5-2 Oilfield

Zhang Yunbao1, Xue Baoqing1, Lu Xiangguo2

(1.TianjinBranchCompany，CNOOC,Tianjin300452,China；2.KeyLaboratoryofEnhanced

OilRecoveryofMinistryEducation,NortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China)

Abstract:After years of development, formation heterogeneity has been strengthened gradually in LD5-2 Oilfield, which needs to adopt measure of reinforced fluid flow to enlarge sweep volume and improve water flooding development effect. In order to meet the needs of oilfield development technology, guided by the theory of reservoir engineering and physical chemistry, using techniques of instrument detection and physical simulation method, with LD5-2 reservoir geology and fluid properties as experiment platform, experimental study of rotational profile control operations was carried out. Results show that among the Cr3+polymer gels prepared with three kinds of water, the viscosity of descaling water gel is bigger, the ability of fluid flow is stronger, and the oil displacement effect is better. When the polymer concentration increases, the viscosity of Cr3+polymer gel also increases, and the ability of fluid flow strengthens, and the recovery factor increases. Under the condition of the same slug size of Cr3+polymer gel, the way of multiple small gel slug and water alternating injection can reduce the dosage of oil displacement agent and get better oil displacement effect.

Key words:LD5-2 oil field, displacement rounds, Cr3+polymer gel, polymer displacement effect, physical simulation, mechanism analysis

收稿日期：2014-11-20；編輯：馮學(xué)軍

中圖分類號(hào)：TE357.46

文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1007-3426.2015.04.018

作者簡(jiǎn)介：張?jiān)茖?1980-)，男，碩士，工程師，從事油氣田開(kāi)發(fā)技術(shù)及提高采收率研究。

基金項(xiàng)目：①“十二·五”國(guó)家油氣科技重大專項(xiàng)子課題“海上稠油保壓熱采技術(shù)示范”(2011ZX05057-005-003)。